楊甫，陳剛，李書恒，雷盼盼，田濤

(1. 國土資源部煤炭資源勘查與綜合利用重點實驗室，陜西 西安 710021;2.陜西省煤田地質(zhì)有限公司，陜西 西安 710021; 3. 西北大學(xué)大陸動力學(xué)國家重點實驗室/地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069; 4. 中國石油長慶油田分公司，陜西 西安 710021;5. 陜西龍門天地技術(shù)有限公司，陜西 西安 710075)

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楊甫1,2，陳剛3，李書恒4，雷盼盼5，田濤1,2

(1. 國土資源部煤炭資源勘查與綜合利用重點實驗室，陜西 西安 710021;2.陜西省煤田地質(zhì)有限公司，陜西 西安 710021; 3. 西北大學(xué)大陸動力學(xué)國家重點實驗室/地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069; 4. 中國石油長慶油田分公司，陜西 西安 710021;5. 陜西龍門天地技術(shù)有限公司，陜西 西安 710075)

在鉆井巖心觀察的基礎(chǔ)上，利用砂巖普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、黏土礦物分析等多種方法，綜合研究了慶城—合水地區(qū)長8儲層成巖作用及孔隙演化特征。結(jié)果表明：①慶城—合水地區(qū)長8儲層主要為一套三角洲前緣相砂巖，巖石類型為巖屑長石砂巖和少量的長石砂巖。②研究區(qū)長8儲層砂巖主要經(jīng)歷了壓實作用、膠結(jié)作用及后期溶蝕作用等成巖作用。③包裹體均一溫度、黏土礦物組合、膠結(jié)物與孔隙類型特征等多種指標(biāo)反應(yīng)的成巖作用階段已達到中成巖階段A期。④早期壓實作用是造成孔隙空間減少主要因素，平均損失率為21.58%，膠結(jié)作用造成的孔隙度平均損失率為6.89%，而后期溶蝕作用是改善砂巖儲層的重要因素，平均孔隙度增加3.97%。慶城—合水地區(qū)長8段儲層砂巖孔隙演化特征和成巖作用階段的研究對低滲透致密儲層的開發(fā)具有重要的意義。

成巖作用；孔隙演化；致密儲層；長8油層組

慶城—合水地區(qū)構(gòu)造位置位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西南部，與天環(huán)坳陷南部交疊鄰接，西起慶陽驛馬、東至合水，南起慶陽肖金、北至慶城三十里鋪，面積約2 700 km2(圖1)。慶城—合水地區(qū)晚三疊世延長組長8段儲層，是以辮狀河三角洲前緣亞相為主的陸源碎屑沉積(何自新，2002)，多期次三角洲分流河道砂體的交疊關(guān)系和展布方向復(fù)雜，單砂層厚度多變、成因類型多樣。已有勘探結(jié)果表明，慶城—合水地區(qū)延長組長8油層組是該地區(qū)的重要的含油層位，已鉆獲多口油氣井，但砂體厚度變化大，空間分布復(fù)雜，非均質(zhì)性較強，儲層發(fā)育主要受沉積相帶和成巖作用的影響(史基安等，2003；劉自亮等，2005；李鳳杰等，2005)。筆者在巖心觀察的基礎(chǔ)上，采用砂巖普通薄片、鑄體薄片、黏土礦物X衍射分析等多種測試分析手段，探討了研究區(qū)長8油層組的成巖作用類型和孔隙演化特征，為下一步的油氣區(qū)儲層綜合評價和有利區(qū)預(yù)測提供依據(jù)。

圖1 鄂爾多斯盆地西南部長8段頂面構(gòu)造與研究區(qū)位置圖Fig.1 Chang 8 reservoir top structural and studied area location in Southwest Ordos basin

1 儲層特征

1.1 沉積相與儲層物性特征

慶城—合水地區(qū)發(fā)育由西南向北東的三角洲前緣沉積，三角洲前緣水下分流河道微相是三角洲平原分流河道的水下延伸，研究區(qū)長8 組三角洲前緣沉積骨架相十分發(fā)育，砂巖粒序在垂向上多表現(xiàn)為正旋回韻律結(jié)構(gòu)。巖性主要為灰色厚層狀中-細砂巖、細砂巖，其次是細-粉砂巖，少量粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖。砂質(zhì)沉積巖中發(fā)育槽狀交錯層理、板狀交錯層理、平行層理、沙紋層理，底層具有沖刷面及分流河道砂底部含泥礫砂巖。由于水下河流受湖水阻滯，能量降低，攜帶的沉積物粒度較水上分流河道粒級細，顏色深。水下分流河道沉積的特點多表現(xiàn)為厚層砂體與分流間灣泥巖沉積相互疊置，形成特征的沉積序列。

三角洲前緣水下分流間灣是水下分流河道沉積之間的凹陷滯流沉積區(qū)帶，其水體多與前三角洲湖水相通，沉積物為河流攜帶的細粒碎屑受湖水?dāng)U散而形成，巖性主要為深灰色泥巖、灰色粉砂質(zhì)泥巖、粉砂巖，其次夾有薄層細-粉砂巖，主要發(fā)育透鏡狀層理、水平層理、變形層理。在泥巖沉積中發(fā)育碳化植物碎片、生物遺跡及生物擾動構(gòu)造等。由于水下分流河道的改道和不同期次沉積的疊加，分流間灣沉積在單井剖面上與水下分流河道密切共生，多旋回疊置。

砂巖儲層的孔隙度和滲透率是反映儲集性能和滲濾條件的2個最基本參數(shù)。根據(jù)研究區(qū)246口取心井近23 400余件長8油層組實測孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析結(jié)果表明(圖2)，孔隙度主值區(qū)間為6%～11%(占樣品總數(shù)80.14%)，平均值為8.75%；滲透率分布較為廣泛，主值區(qū)間為0.1×10-3～1.0×10-3μm2(占樣品總數(shù)86.65%)，平均接近0.63×10-3μm2，參照中華人民共和國石油天然氣行業(yè)碎屑巖油儲層分類標(biāo)準(zhǔn)(SY/ T 6285-1997)，研究區(qū)長8油層組砂巖的儲層物性總體屬于低-特低孔、特低-超低滲儲層。

圖2 (a)研究區(qū)長8油層組砂巖儲層實測孔隙度、(b)滲透率統(tǒng)計分布特征圖Fig.2 (a)The frequency histogram of porosity and (b)permeability of Chang 8 formation in study area

1.2 儲層巖石學(xué)特征

巖石學(xué)特征是成巖作用研究的物質(zhì)基礎(chǔ)，也是決定儲集層物性及產(chǎn)能好壞的基本條件。目前，國內(nèi)外砂巖分類普遍采用三角形圖解。在本次研究中，主要根據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡觀察的統(tǒng)計分析，采用三角分類投點圖(中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5368-2000)，對研究區(qū)延長組長8油層組的砂巖進行了三角圖投點分類，其中石英端元(Q)包括石英、燧石、石英巖和其他硅質(zhì)巖巖屑，長石端元(F)包括長石以及花崗巖和花崗片麻巖類巖屑，巖屑端元(R)包括火山巖以及其變化產(chǎn)物：板巖、千枚巖、結(jié)晶片巖等淺變質(zhì)巖，粉砂巖及泥質(zhì)巖、碳酸鹽巖沉積巖，碎屑為云母和綠泥石(曾允孚等，1986)。研究區(qū)長8油層組均以深灰色、灰色、灰綠色中細砂巖為主，碎屑骨架顆粒成分主要為石英、長石和巖屑，巖石類型主要為巖屑長石砂巖，長石砂巖次之(圖3)。其中，石英類平均含量為28.8%，長石類平均含量為31.4%，巖屑類(包含碎屑狀云母)平均含量為26%，巖屑組分中變質(zhì)巖巖屑(片巖、千枚巖、變質(zhì)砂巖和板巖)占8.9%，巖漿巖巖屑(花崗巖、噴發(fā)巖、隱晶巖和高變巖)占9.5%，沉積巖巖屑(粉砂巖、泥巖、灰?guī)r和白云巖)占0.3%(圖4)。砂巖以中-細粒為主，分選磨圓較好，填隙物主要由膠結(jié)物組成，多為高嶺石、水云母、綠泥石、方解石、鐵方解石、鐵白云石等自生黏土礦物。

Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長石砂巖；Ⅴ.巖屑長石砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖圖3 研究區(qū)長8油層組儲集層砂巖類型特征圖Fig.3 The feature and types of reservoir sandstone of Chang 8 formation in study area

圖4 研究區(qū)長8油層組儲集砂巖碎屑組分特征圖Fig.4 The characteristics of reservoir sandstone detrital component of Chang 8 formation in the study area

2 儲層成巖作用類型及特征

儲層成巖作用：根據(jù)砂巖普通薄片、鑄體薄片及掃描電鏡等分析結(jié)果顯示，研究區(qū)成巖作用類型有壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用等。

2.1 壓實作用

壓實作用是沉積期后漸進式埋藏增壓、沉積物固結(jié)成巖所經(jīng)歷的主要成巖作用。早期以機械壓實為主，表現(xiàn)為諸如顆粒轉(zhuǎn)動、穩(wěn)定化排列、軟顆粒變形、黏土脫水、硬組分局部破裂等；晚期則以化學(xué)壓溶為主，通常表現(xiàn)為在深埋藏、較高古地溫下，骨架顆粒間發(fā)生的物理化學(xué)作用，形成顆粒線狀、凹凸、縫合線狀鑲嵌接觸，壓溶作用通常與自生石英的加大充填相伴生。壓實作用愈強，砂巖孔隙度損失愈大，儲集性能變差甚至演變?yōu)橹旅軆印?/p>

研究區(qū)長8油層組砂巖主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖，大多井段石英礦物含量較高，長石砂巖埋藏深度小于2 000 m，砂巖碎屑顆粒之間大多呈線接觸狀(圖5(1))，偶見鑲嵌接觸，但石英顆粒則少見縫合線接觸或鑲嵌接觸，表明砂巖骨架顆粒結(jié)構(gòu)比較穩(wěn)定，不易被進一步壓實。巖屑長石砂巖的塑性巖屑含量較高時，塑性巖屑容易受力擠壓呈假雜基出現(xiàn)，顯示出較強的壓實作用，并導(dǎo)致巖屑砂巖有效孔隙度和滲透率明顯降低。壓溶作用往往造成砂巖的碎屑顆粒呈鑲嵌式接觸(圖5(2))，不僅使孔隙度減小，同時也釋放出了硅質(zhì)流體，為石英自生加大硅質(zhì)膠結(jié)提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

2.2 膠結(jié)作用

通過薄片觀察和掃描電鏡分析發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)長8油層組砂巖的自生礦物主要包括碳酸鹽類、黏土礦物類、石英和長石類等；相應(yīng)的礦物膠結(jié)作用類型主要有：碳酸鹽膠結(jié)作用、黏土礦物膠結(jié)作用、硅質(zhì)膠結(jié)作用等。

(1)碳酸鹽膠結(jié)作用：砂巖中碳酸鹽膠結(jié)與溶解相互關(guān)聯(lián)是影響儲層物性的重要因素之一。一方面，碳酸鹽膠結(jié)作用使原生孔隙大幅度減少，造成儲層物性變差，甚至演變成致密儲層；另一方面，它的出現(xiàn)可阻礙壓實作用的進行，且在合適條件下發(fā)生的溶解作用可將占據(jù)的孔隙空間釋放出來(許書堂等，2005)。方解石是研究區(qū)最為常見的碳酸鹽膠結(jié)物，方解石以充填孔隙狀為主，并交代部分碎屑，特別是某些斜長石易被選擇交代。通常情況下，早期碳酸鹽膠結(jié)的方解石常形成鈣質(zhì)砂巖，提高砂巖儲層的抗壓實能力，并為后期的溶蝕作用提供物質(zhì)基礎(chǔ)(黃思靜等，2007)。在砂巖薄片中常見方解石膠結(jié)形成的含鈣砂巖和鈣質(zhì)致密砂巖(圖5(3)、圖5(4))。結(jié)合巖心觀察，泥巖相鄰的砂體頂、底和一些具板狀交錯層理的砂層段，往往發(fā)育薄的鈣質(zhì)致密層或含鈣比較高的致密砂巖，常見含鈣質(zhì)條帶或團塊。

(1).碎屑定向分布與云母順層富集變形(Z72井，2 233.1m)；(2).塑性巖屑變形與局部壓溶(Y23井，1 869.5m)；(3).鐵方解石和網(wǎng)狀黏土充填孔隙(Z28井，1 657.9m)；(4).方解石膠結(jié)致密結(jié)構(gòu)特征(Z63井，2 226.6m)；(5).粒間孔環(huán)邊的綠泥石薄膜(X119井，2 085.4m)；(6).充填孔喉的絨球狀綠泥石(Z63井，2 214.2m)；(7).充填孔隙的書頁狀高嶺石(X93井，1 846.8m)；(8).充填孔喉的蠕蟲狀高嶺石(Z210井，1 711.2m)；(9).充填孔喉的絲片狀伊利石(Z210井，1 784.6m)；(10).充填孔喉的片狀伊利石形態(tài)(X211井，1 799.2m)；(11).充填孔隙的次生加大石英(X147井，2 108.3m)；(12).充填孔隙的次生加大長石(X182井2 149.4m)；(13).長石溶孔(Z145井，1 896.7m)；(14).高嶺石向伊利石的轉(zhuǎn)化(N43井，1 749m)；(15).綠泥石交代長石顆粒(B105井，1 893.8m)；(16).方解石充填孔隙并交代長石(Z62井，1829.9m)圖5 研究區(qū)長8油層組砂巖儲層微觀結(jié)構(gòu)圖Fig.5 Microstructure images of sandstone reservoirs of Chang 8 formation in study area

(2)黏土礦物的膠結(jié)作用：黏土礦物分析是成巖作用和成巖階段劃分的一種重要方法(趙杏媛和何東博，2008)。黏土礦物在沉積巖中分布非常廣泛，成因復(fù)雜多樣，它在不同的埋深與成巖階段，隨著成巖流體性質(zhì)和成巖環(huán)境的變化，發(fā)生著不同黏土礦物的轉(zhuǎn)化與演變。研究區(qū)長8油層組砂巖中的黏土礦物類型主要有綠泥石、伊利石、高嶺石和伊蒙混層等(表1)，綠泥石是研究區(qū)砂巖中含量最高的黏土礦物，相對含量為4.2%～96%，平均為61.9%。

表1 研究區(qū)長8油層組砂巖黏土礦物相對含量表(%)

綠泥石膠結(jié)作用：通過薄片觀察和掃描電鏡分析，發(fā)現(xiàn)長8油層組砂巖中多在粒間孔隙環(huán)邊發(fā)育孔隙襯墊式的自生綠泥石薄膜(圖5(5))，并在掃描電鏡下呈現(xiàn)為針葉狀或葉片狀形態(tài)特征，部分可見砂巖粒間孔隙內(nèi)呈孔隙充填式的絨球狀自生綠泥石集合體(圖5(6))。

早期綠泥石膠結(jié)對儲集層孔隙的影響一直存在爭議，一些學(xué)者認(rèn)為孔隙襯墊式的綠泥石環(huán)邊堵塞孔隙喉道，導(dǎo)致了儲集層物性降低，增強了儲層的非均質(zhì)性(曾偉，1996；劉林玉，1998)。而另外一些學(xué)者認(rèn)為綠泥石環(huán)邊襯墊在一定程度上起到了抗壓實和支撐孔隙的作用，有利于砂巖粒間孔隙的保存(柳益群等，1996；黃思靜等，2004；田建鋒等，2008)，主要表現(xiàn)：①綠泥石的沉淀作用多是在成巖階段早期長石溶解前發(fā)生的，壓實作用已大致使顆粒間的接觸關(guān)系達到點接觸-線接觸，但綠泥石沉淀使得顆粒間相對位置的變化十分有限，從而大大降低了壓實作用對巖石粒間孔隙的破壞作用。②綠泥石沉淀后會在埋藏成巖過程中繼續(xù)生長，并持續(xù)到自生石英的沉淀，這會不斷增加巖石的抗壓強度并平衡埋藏成巖過程中不斷增加的上覆載荷，從而使砂巖的粒間孔隙和次生溶蝕孔隙得以保存。③綠泥石的形成有可能通過降低每個砂巖顆粒上單晶生長部位的數(shù)量抑制晚成巖階段的石英膠結(jié)作用，綠泥石膠結(jié)作用發(fā)生的地方，很少有自生石英生長，這是化學(xué)作用使砂巖的孔隙得以保存(黃思靜等，2004)。

研究表明以孔隙襯墊方式存在綠泥石薄膜的砂巖，其孔隙度會顯著高于埋藏深度類似但不發(fā)育這類自生綠泥石的砂巖，這類砂巖的儲層物性相對較好(羅靜蘭等，2001；張金亮等，2004)。研究區(qū)長8油層組砂巖的綠泥石多呈襯墊式綠泥石薄膜產(chǎn)出，且綠泥石含量與孔隙度、滲透率多呈正相關(guān)關(guān)系(圖6a)，表明砂巖綠泥石含量對儲層砂巖孔隙度和滲透率的影響是具有積極的建設(shè)性作用。

高嶺石膠結(jié)作用：高嶺石是砂巖中常見的富Al3+自生黏土礦物。它是在酸性介質(zhì)條件下由酸性流體與含Al3+的礦物相互反應(yīng)的產(chǎn)物，且形成高嶺石所需要的Al往往與硅酸鹽的溶解有關(guān)(黃思靜等，2004)，而高嶺石的發(fā)育不僅與硅酸鹽的含量有關(guān)，也與砂巖的滲濾條件密切相關(guān)，良好的滲濾條件是高嶺石產(chǎn)生或高嶺石化反應(yīng)能持續(xù)進行的必要條件(徐同臺等，2003)。研究區(qū)長8油層組雖然以富含長石和巖屑的長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，砂巖中Al3+的來源十分豐富，但是其屬于低孔特低滲砂巖儲層，因而造成研究區(qū)高嶺石含量相對較少(表1)。在掃描電鏡下多呈書頁狀(圖5(7))、疊層狀和蠕蟲狀(圖5(8))等形貌特征。長8油層組砂巖的高嶺石含量與孔隙度、滲透率關(guān)系表明，砂巖孔隙度和滲透率隨著自生高嶺石含量的增加而呈現(xiàn)總體減小的趨勢(圖6b)，說明高嶺石膠結(jié)作用是研究區(qū)影響儲層物性的不利因素。

伊利石膠結(jié)作用：伊利石是砂巖儲層中常見的自生黏土礦物之一，對儲層物性尤其是滲透率有較大的破壞作用。已有研究表明，自生伊利石是蒙皂石成巖演化的產(chǎn)物，并由伊利石/蒙皂石進一步伊利石化而成。掃描電鏡顯示，研究區(qū)長8油層組砂巖中的伊利石多呈發(fā)絲狀和片狀集合體形貌特征(圖5(9)、圖5(10))。砂巖的伊利石含量與孔隙度、滲透率關(guān)系表明，砂巖孔隙度和滲透率隨著自生伊利石含量的增加而呈現(xiàn)總體減小的趨勢(圖6c)，說明伊利石膠結(jié)作用是研究區(qū)影響儲層物性的不利因素。

石英/長石加大膠結(jié)作用:石英/長石的次生加大是砂巖中最常見的成巖礦物類型，也是儲層演化中充填粒間孔隙、造成孔隙度降低的主要因素。尤其在分選比較好、碎屑石英含量高、其他塑性顆粒少的砂巖中，石英的次生加大現(xiàn)象更為常見。

通過鑄體薄片和掃描電鏡觀察，發(fā)現(xiàn)砂巖中的長石、巖屑溶蝕較為普遍，為石英次生加大提供了主要的硅質(zhì)來源；長8油層組砂巖的石英加大邊(圖5(11))寬度有限，長石加大現(xiàn)象明顯(圖5(12))。自生石英呈六方雙錐狀晶體充填于粒間孔隙中，占據(jù)孔隙空間，改變了儲層的孔隙結(jié)構(gòu)，儲層喉道變成片狀、彎片狀，降低了儲層的孔隙度及其相應(yīng)的滲透率；但另一方面，由于石英顆粒對儲層的抗壓實能力強，有利于粒間孔隙的保存，阻止壓實作用對粒間孔隙的破壞，對儲層物性有可能產(chǎn)生積極的影響(李克永，2010)。

2.3 溶蝕與交代作用

溶解作用是指碎屑組分在成巖過程中，由于成巖環(huán)境的變化而發(fā)生溶蝕、溶解以達到新的物理化學(xué)平衡的一種作用。研究區(qū)內(nèi)溶解作用普遍發(fā)育，主要表現(xiàn)為長石顆粒、巖屑顆粒和黏土質(zhì)雜基的溶解(圖5(13))。溶解作用形成的次生孔隙，可以提高儲層的孔隙度和滲透率，對儲層的物性常常能起到明顯的改善作用。交代作用是一種礦物被另一種成分不同的礦物替代的作用，實質(zhì)上是一種溶解和沉淀同時進行的作用，交代前后體積不變，交代的結(jié)果往往造成原巖的成分和結(jié)構(gòu)局部或全部發(fā)生變化。研究區(qū)內(nèi)交代作用發(fā)育，常見黏土礦物間的成巖轉(zhuǎn)化(圖5(14))，黏土礦物對長石顆粒的交代(圖5(15))，方解石對長石和巖屑顆粒的交代(圖5(16))。從成巖階段的早期至后期都發(fā)生著黏土礦物的交代以及黏土礦物間相互交代轉(zhuǎn)化，交代作用往往使原巖的成分和結(jié)構(gòu)局部或全部發(fā)生變化(黑云母部分或完全被綠泥石交代)，甚至改變原巖的巖石類型；同時，巖石的孔隙也發(fā)生相應(yīng)的改變，形成少量的溶蝕孔隙、晶間孔隙，但從研究區(qū)孔隙分布和發(fā)育的情況看，交代作用產(chǎn)生的溶蝕孔隙部分已被碳酸鹽膠結(jié)作用所破壞(李群等，2008)。

圖6 研究區(qū)長8油層組砂巖黏土礦物相對含量與儲層物性關(guān)系圖Fig.6 The relationship of the clay mineral content and reservoir physical property of Chang 8 formation in study area

3 儲層成巖作用階段及演化序列

3.1 成巖階段劃分

根據(jù)我國石油天然氣行業(yè)《碎屑巖成巖階段劃分規(guī)范》(SY/T5477-2003)，主要根據(jù)以下指標(biāo)對研究區(qū)長8油層組的成巖階段進行劃分：流體包裹體均一溫度、黏土礦物組合及伊/蒙混層礦物的轉(zhuǎn)化程度、砂巖膠結(jié)物及孔隙類型、有機質(zhì)成熟度等。

3.1.1 包裹體均一溫度

流體包裹體是成巖礦物生長過程中捕獲于礦物晶體的缺陷、窩穴或次生顯微裂縫中的液體或氣體，這些包裹體的形成溫度總體代表了宿主巖層的成巖溫度。研究區(qū)長8油層組砂巖的流體包裹體均一溫度測試分析結(jié)果表明，長8油層組砂巖的成巖溫度主要集中在100～120℃(圖7)，根據(jù)我國石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(2003)，這一成巖溫度總體落入了中成巖階段A。

3.1.2 黏土礦物組合

研究區(qū)長8油層組砂巖中常見的自生黏土礦物主要包括綠泥石、高嶺石、伊利石、伊/蒙混層等。蒙皂石向伊利石的轉(zhuǎn)變程度可以從一側(cè)面反映目的層段的成巖階段：蒙皂石(S)帶→無序至有序伊/蒙混層(I/S)帶→伊利石(I)帶的轉(zhuǎn)化與有機質(zhì)的成熟度具有較好的對應(yīng)關(guān)系。蒙皂石(S)在I/S混層中含量分布為20%～30%，據(jù)此判斷研究區(qū)長8油層組砂巖總體處于中成巖階段A期。

圖7 研究區(qū)長8油層組砂巖的流體包裹體均一溫度分布圖Fig.7 Histogram of FI temperatures of the Chang 8 formation in study area

3.1.3 膠結(jié)物與孔隙類型

對薄片鑒定的結(jié)果顯示，研究區(qū)長8油層組砂巖碎屑顆粒多呈點狀、線狀和鑲嵌狀接觸，也發(fā)育少量微裂縫。砂巖中可見晚期含鐵碳酸鹽類膠結(jié)物，特別是鐵方解石，以交代、加大或膠結(jié)形式出現(xiàn)，還可見其他自生礦物。例如，鈉長石等；砂巖黏土礦物中見自生高嶺石、伊利石了蒙皂石(I/S)混層黏土礦物，呈絲發(fā)狀自生伊利石、葉片狀或絨球狀自生綠泥石礦物等，蒙皂石基本上消失；長石、巖屑等碎屑顆粒及碳酸鹽膠結(jié)物常被溶解，孔隙類型除部分保留的原生孔隙外，以次生孔隙為主。據(jù)此判斷研究區(qū)長8油層組砂巖總體處于中成巖階段A期。

3.1.4 有機質(zhì)成熟度

有機質(zhì)成熟度是不可逆的，是劃分成巖階段的主要標(biāo)志之一。目的層段泥質(zhì)巖的鏡質(zhì)體反射率(Ro)可以確定其宿主層系的有機質(zhì)成熟度和其疊置砂巖儲層經(jīng)歷的最高成巖溫度，結(jié)合巖石的最大熱解峰值(Tmax)，可以用來綜合揭示宿主層系經(jīng)歷的最高成巖階段。研究區(qū)長8油層組泥巖鏡煤反射率(Ro)主要為0.84%～1.02%，有機質(zhì)最大熱解峰溫(Tmax)一般為430～469℃。由此認(rèn)為，長8油層組成巖作用總體處于中成巖階段A期。

3.2 成巖演化序列

根據(jù)前述對成巖作用類型、階段及其相伴自生礦物組合特征，結(jié)合薄片觀察和掃描電鏡下各類成巖現(xiàn)象的觀察及其獲取的自生礦物或成巖事件出現(xiàn)的相對順序，綜合分析認(rèn)為，研究區(qū)長8油層組砂巖總體經(jīng)歷了如下成巖演化序列：機械壓實/壓溶作用→黏土膜析出→石英加大→長石溶解→高嶺石析出→孔隙充填伊利石和綠泥石形成→長石次生加大→溶蝕作用→晚期鐵方解石充填。

4 孔隙類型及演化特征

4.1 孔隙類型

孔隙按成因可劃分為原生孔隙和次生孔隙。在成巖過程中，經(jīng)壓實、膠結(jié)及壓溶等作用，原生孔隙將逐漸減少；與此同時，可溶性碎屑顆粒和易溶膠結(jié)物隨著埋深增加發(fā)生的溶解和交代作用，從而促成碎屑巖中次生孔隙的發(fā)育。通過對已有取心井的樣品進行普通薄片、鑄體薄片、陰極發(fā)光及掃描電鏡等觀察和描述，研究區(qū)長8儲層砂巖的孔隙類型以粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔和晶間孔為主(圖8)，并見少量的裂縫。面孔率一般為0.1%～15.1%，平均接近3.78%，其中以粒間孔和長石溶孔為研究區(qū)最主要的孔隙類型。

圖8 研究區(qū)長8油層組砂巖儲層孔隙類型圖Fig.8 Types of porosity of reservoirs of the Chang 8 formation in study area

4.2 孔隙演化特征

砂巖儲層的孔隙演化與盆地的構(gòu)造熱演化史、沉降埋藏史、地下流體活動和原始沉積物的結(jié)構(gòu)成熟度、成分成熟度等因素有關(guān)(于興河等，1997)。根據(jù)薄片鑒定資料，采用定量計算方法對砂巖孔隙度進行了恢復(fù)，初步探索分析了研究區(qū)長8油層組砂巖孔隙的演化特征及其主控因素。

4.2.1 原始孔隙度恢復(fù)

恢復(fù)砂巖初始孔隙度是定量評價不同成巖作用類型對原生孔隙損失和次生孔隙產(chǎn)生影響的基本前提，依據(jù)Beard和Weyl(1973)提出的公式計算砂巖初始孔隙度(Φ1)。

初始孔隙度：(Φ1)=20.91+(22.9/S0)

(1)

式中：S0為特拉斯克分選系數(shù)，S0=(巖石顆粒粒度概率累計頻率25%處的粒度/巖石顆粒粒度概率累計頻率75%處的粒度)1/2，巖石粒度大小分布由鑄體薄片資料統(tǒng)計獲得。根據(jù)研究區(qū)13個砂巖樣品，并根據(jù)上述計算方法進行計算，研究區(qū)長8油層組砂巖的原始孔隙度為36.39%～39.19%，平均接近38.03%。

4.2.2 孔隙演化的定量計算

機械壓實作用過程中，原始孔隙一部分被壓實損失，另有部分被早期膠結(jié)保存起來，還有部分為現(xiàn)今保留下來的殘余粒間孔隙。壓實后的孔隙度可根據(jù)膠結(jié)物的含量、殘余粒間孔反推計算(王瑞飛，2008)。用以下公式計算壓實后砂巖孔隙度Φ2。

Φ2=W+(P1×PM/PT)

(2)

式中：W為膠結(jié)物的質(zhì)量分?jǐn)?shù)(%)；P1 為殘余粒間孔面孔率；PM為實測平均孔隙率；PT為總面孔率。

壓實作用減孔率：K1=(Φ1-Φ2)×100%(3)

經(jīng)計算，研究區(qū)長8油層組未固結(jié)砂巖在機械壓實后保留下來的孔隙度最大為34.7%，最小值為12.86%，平均接近21.58%。壓實作用減孔率平均為43.15%，近一半的孔隙被壓實損失。

膠結(jié)作用過程中，高嶺石、石英、碳酸鹽等自生礦物的形成，主要是在粒間孔壁和粒內(nèi)溶孔中結(jié)晶沉淀析出，從而使得孔隙度減小，降低儲層的儲集性能。一般認(rèn)為膠結(jié)作用損失的孔隙度大致等于膠結(jié)物的含量，但早期膠結(jié)作用能抑制壓實作用強度，膠結(jié)物的后期溶蝕作用能有效地改善儲層物性。因此，砂巖在經(jīng)歷壓實、膠結(jié)作用后的孔隙度Φ3，即為現(xiàn)存孔隙中殘余粒間孔所具有的孔隙度。

Φ3=P1×PM/PT

(4)

膠結(jié)作用減孔率：K2=(Φ2-Φ1)×100/Φ1

(5)

儲層中膠結(jié)物的含量越多則受其降低的孔隙度越多，對研究區(qū)13個砂巖樣品膠結(jié)物含量統(tǒng)計，結(jié)果顯示膠結(jié)作用后孔隙度最大值為11.95%，最小值為1.73%，平均接近6.89%。膠結(jié)作用的減孔率平均為39%。

溶蝕作用是孔隙度增加、物性變好的過程，所增加的次生孔隙就等于現(xiàn)今最終保留的次生孔隙度(Lü Z X. et al.,2015)，溶蝕作用增加孔隙度Φ4是指總儲集空間中所有溶蝕孔隙所占據(jù)空間的孔隙度，計算公式。

Φ4=(P1+P2+P3)×PM/PT

(6)

Φ5=Φ3+Φ4

(7)

式中：P2為長石溶孔率；P3為巖屑溶孔率，Φ5為孔隙度計算結(jié)果。

研究區(qū)長8油層組基本上以長石顆粒或含長石的碎屑顆粒溶解作用為主，而早期碳酸鹽膠結(jié)物溶解形成的次生孔隙含量并不高。溶蝕后的孔隙度為2.04%～6.56%，平均增加孔隙度為3.88%。經(jīng)計算長8油層組砂巖的最終平均孔隙度達到10.77%。微裂縫所具有的孔隙在成巖過程中影響甚微，本次計算中沒有考慮。在本區(qū)選取13個樣品，通過統(tǒng)計得到恢復(fù)孔隙度所需的部分量化參數(shù)(表3)，進一步定量計算獲得了各成巖階段的孔隙度(表4)，系統(tǒng)表征了長8油層組砂巖的孔隙度演化特征(圖8)。

表3 研究區(qū)長8油層組砂巖孔隙量化參數(shù)表

(1)機械壓實作用：由以上計算出砂巖原始孔隙度為36.39～39.19%，平均值為38.03%，進一步計算出壓實后的孔隙度為12.86%～34.7%，平均為21.58%(圖8)，得出壓實孔隙度損失率為11%～66%，平均為43%。由此看出，機械壓實是孔隙結(jié)構(gòu)變差的主要因素之一。機械壓實作用在成巖早期使碎屑沉積物迅速壓實，隨著壓實作用的增強，顆粒間由點接觸變成點線接觸和線接觸，大大降低了孔隙度。

(2)膠結(jié)作用：膠結(jié)作用下砂巖孔隙度為1.73%～11.59%，平均接近6.89%(圖8)，膠結(jié)作用孔隙度損失率為18%～59%，平均為39%。可見膠結(jié)作用是除壓實作用外又一大量損失孔隙度的成巖作用。各時期的黏土礦物膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)及硅質(zhì)膠結(jié)大量充填粒間孔隙，堵塞喉道，從而使儲層物性變差，結(jié)構(gòu)變得致密，非均質(zhì)性增強。

(3)溶蝕作用：溶蝕作用是膠結(jié)作用后改善儲層砂巖物性的重要因素，長石顆粒及碎屑顆粒經(jīng)過溶蝕作用的改造生成大量粒間和粒內(nèi)溶蝕孔隙，增加了砂巖孔隙度。長8儲層以長石顆粒或含長石的碎屑顆粒溶解作用為主，而早期碳酸鹽膠結(jié)物溶解形成的次生孔隙含量并不高。根據(jù)砂巖薄片中長石、碎屑溶孔的面孔率計算，溶蝕作用增加孔隙度為2.04%～6.56%，溶蝕作用后孔隙度為7.22%～15.21%，平均接近10.77%(圖9)，說明溶蝕作用使得儲層物性得到了改善。

圖9 研究區(qū)長8油層組砂巖孔隙度定量演化特征圖Fig.9 Pore evolutionary character of the Chang 8 formation sandstone in Study area

井號初始孔隙度壓實作用減孔減孔率膠結(jié)作用減孔減孔率溶蝕作用增孔增孔率計算孔隙度Φ1Φ2K1Φ3K2Φ4K3Φ5實測孔隙度Z166376626183047762492827773610401151Z93894282727409524815408104813601360X10738881795538428938734331114722710X18237971730544317341026561727828828X1853779196747966923373407107710991099X2483644200844906673679392107510591059Z6338261636572569024723047949941003Z151389426843107851470720652910571054Z19372226772806611555344912071060970Z583869169656177872349462119412491270Z2113919347011471159589636292415211521Z1613639166654227122620486133511981198X333803128666186111775204536815920最小值3639128611471731775204529722710最大值39193470661811595896656172715211521平均值3803215843346893857388102310771088

5 結(jié)論

鄂爾多斯盆地西南緣慶城—合水地區(qū)長8油層組儲層是在三角洲前緣沉積背景下形成的一套以巖屑長石砂巖為主和少量長石砂巖為特征的儲集體。對多種資料綜合分析，慶城—合水地區(qū)延長組長8油層組巖屑長石砂巖屬于低孔特低滲油氣儲集層，主要經(jīng)歷了壓實作用、膠結(jié)作用及后期溶蝕作用等成巖作用階段，多種指標(biāo)反映的成巖演化階段也達到中成巖A期；其中，壓實作用和黏土礦物膠結(jié)作用中的伊利石膠結(jié)、高嶺石膠結(jié)對砂巖儲層起破壞作用，而溶蝕作用和綠泥石膠結(jié)作用是對儲層起到建設(shè)性作用；早期機械壓實和壓溶作用是造成孔隙空間減少的主要因素，平均損失率為21.58%，膠結(jié)作用造成的孔隙度平均損失率為6.89%；而后期溶蝕作用是改善砂巖儲層的重要因素，平均孔隙度增加3.97%。

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Diagenesis and Porosity Evolution of Chang 8 Oil Reservoir Group in Qingcheng-HeshuiArea

YANG Fu1, 2, CHENG Gang3, LI Shuheng4, LEI Panpan5, TIAN Tao1, 2

(1. Key Lab of Coal Resources Exploration and Comprehensive Utilization, MLR, Xi’an 710016, Shaanxi,China;2. Shaanxi Coal Geology Group Co., LTD, Xi’an 710016, Shaanxi,China;3. State Key Laboratory of Continental Dynamics, Department of Geology, Northwest University, Xi’an 710069, Shaanxi,China;4. Changqing Oilfield Company, PetroChina Company Limited, CNPC, Xi’an 710021, Shaanxi,China;5. Shaanxi Longmen Tiandi Oil & Gas Technology Limited Company, Xi’an 710016, Shaanxi,China;)

On the basis of drilling core observation, the diagenesis and porosity evolution characteristics of the Chang 8 reservoirin Qincheng-Heshuiarea have been comprehensively studied through using ordinary thin section of sandstone, casting thin sections, scanning electron microscope, clay minerals analysis and other methods. The results show that: ①the Chang 8 reservoir in Qingcheng-Heshui area is mainly a set of sandstones with delta front facies, which are composed by lithic arkose sandstone and a small amount of feldspar sandstone; ②the sandstones of the Chang 8 reservoir have mainly experienced some diagenesis, such as compaction, cementation and later dissolution; ③the diagenesis stage has reached the the stage of A period, which can be reflected by homogenization temperatures of inclusions, clay minerals content combination, cement, pore types, and other indicators reaction; ④Early compaction is the main factor for the decrease of pore space, with the average loss rate of 21.58%, and the average porosity loss rate caused by cementation is 6.89%. Butthe later dissolution is an important factor for improving the sandstone reservoir, which resulted in an average porosity incrasing rate of 3.97%. The research on the pore evolution characteristics and diagenesis stages of Chang 8 sandstone reservoir in Qingcheng-Heshui area plays an importantrole for the development of low permeability tight reservoirs.

diagenesis; porosity evolution; tight reservoirs; Chang 8 reservoir

2015-08-20；

2016-03-30

國土資源部煤炭勘查與綜合利用重點實驗室自主科研項目(ZZ2015-2)，中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源項目(1212011220761)

楊甫(1986-)，男，博士，2015年畢業(yè)于西北大學(xué)礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，現(xiàn)從事盆地分析與非常規(guī)天然氣地質(zhì)研究。E-mail：Yangpu666@163.com

P618.13

A

1009-6248(2016)04-0207-12